Разработка плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций и аварий на АЗС

метки: Работа, Взрыв, Авария, Действие, Волна, Ударный, Опасный, Средство

1.АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И РАЗВИТИЯ АВАРИЙ АЗС №3.

г. Джанкой.

1.1Характеристика видов опасностей, свойственных АЗС №3.

На автозаправочной станции производится прием светлых нефтепродуктов из бензовозов в подземные резервуары. Заправка автотранспортной техники и выдача нефтепродуктов в мелкую тару осуществляется через топливораздаточ-ные колонки (ТРК) типа «Gilbarko».

Условия хранения: в подземных резервуарах при нормальном атмосферном давлении и температуре не более +15°С.

Условия эксплуатации АЗС: в холодное время года при температуре в среднем -10°С, в теплое время года — +30°С, максимально — +41°С.

Количество подземных резервуаров: для бензина — 5шт. вместимостью по 25м ³ каждая, для дизтоплива — 1шт. вместимостью 25м³ . Количество топливо-раздаточных колонок — Зшт.

Прием дизельного топлива и бензина в подземные резервуары производит­ся самотеком или насосом из бензовозов через сливные фильтры, установлен­ные на сливных трубопроводах.

Заправка автомобильного транспорта топливом производится через топли-вораздаточные колонки оператором, управление заправкой осуществляется старшим оператором с пульта управления операторной.

Наличие большого количества дизельного топлива и бензина в емкостном оборудовании создает опасность возникновения пожара, в случае утечки топли­ва и наличия источника воспламенения. При утечке топлива в технологические колодцы создается опасность образования взрывоопасных концентраций топ-ливно-воздушной смеси в технологических колодцах, что при наличии источ­ника инициирования взрыва может обусловить взрыв топливно-воздупщой сме­си в технологических колодцах и создать условия для дальнейшего развития аварии в подземных хранилищах.

Не исключена вероятность аварии в резервуарах даже при наличии исправ­ной системы защиты от статического электричества и нормальной эксплуатации технически исправного оборудования. Вероятность возникновения в зоне резер­вуаров пожара или взрыва составляет 2,9х 10″ ⁴ . [ 17, с. 71 ]

При определенных условиях налива нефтепродуктов в ёмкости (при увели­чении скорости налива) заряды статического электричества накапливаются бы­стрее, чем отводятся через заземление, т.к. бензин и дизтошшво относятся к ди­электрикам с очень слабой проводимостью электрического тока. В таких случа­ях с увеличением уровня налива топлива в ёмкости напряжение статического электричества будет возрастать и может достигнуть такого значения, при кото­ром в момент приближения свободной поверхности топлива к стенкам заливной горловины (при наполнении емкости свыше 90% наполнения) вследствии раз­ности потенциалов произойдет искровой разряд, способный вызвать воспламе­нение или взрыв смеси паров с воздухом и пожар. Так как давление в момент взрыва достигает 1470 кПа (1,5мПа), а температура взрыва колеблется в преде-

Налоги на потребление и особенности их функционирования в условиях ...

... импорте товаров на территорию Республики Казахстан. Налог на добавленную стоимость, подлежащий уплате в бюджет по облагаемому обороту, определяется как разница между суммами налога на добавленную стоимость, начисленными за реализованные товары (работы, услуги), и суммами налога на добавленную стоимость, подлежащими уплате ...

лах 1500-1800°С может произойти разгерметизация сосуда. [18,с.21] Это в свою очередь обусловит доступ кислорода в разгерметизированный сосуд, развитие пожара или образование огненного шара, дальнейшее развитие аварии.

При проведении операций наполнения и опорожнения резервуаров всегда существует вероятность образования в газовом пространстве над поверхностью жидкости смеси паров топлива с воздухом в области НКПВ и ВКПВ.

Опасность возникновения аварии и аварийной ситуации может возникнуть при вскрытии резервуаров для подготовки к проведению ремонтных и техноло­гических работ и при проведении ремонтных работ в резервуарах. При этом особую опасность представляют собой пирофорные отложения железа, способ­ные к самовоспламенению в присутствии кислорода воздуха при обычной тем­пературе. Наиболее опасны пирофорные соединения в том случае, если они об­разовались под слоем нефтепродуктов. Быстрое освобождение емкости от неф­тепродуктов создает благоприятные условия для интенсивного взаимодействия этих отложений с кислородом паро-воздушной смеси. При этом пирофорные отложения могут разогреться до температуры 500-700 °С и послужить источни­ком воспламенения и загорания нефтепродуктов.[18,с.59] Для предотвращения аварийной ситуации или аварии, вызываемой пирофорными отложениями, не­обходимо проводить своевременную зачистку резервуаров. [18,с.60]

Эксплуатация неисправного оборудования, заземления, средств защиты от проявлений молнии, несоблюдение графика ППР, отсутствие квалификации у обслуживающего персонала, не соблюдение на территории АЭС «Правил по­жарной безопасности на АЭС», применение неомедненного инструмента, метр-штока, способных вызвать искру — может привести к аварии.

В зависимости от характера разгерметизации, погодных и других условий аварии могут развиваться в виде проливов, пожаров проливов, взрывов, огнен­ных шаров.

Взрывы и пожары могут происходить при воспламенении паро-воздушной смеси как внутри емкостного оборудования, так и на открытой площадке. (Рай­он дыхательных клапанов — СМДК-50).

Суть взрывов и пожаров — горение.

Горение — это сложный химический процесс, основой которого является быстро протекающая химическая реакция окисления, сопровождающаяся выде­лением большого количества тепла и света.

Скорость горения зависит от наличия горючего вещества и окислителя (ки­слорода воздуха), их определенной температуры и агрегатного’состояния.

Пары нефтепродуктов окисляются быстрее, жидкие — медленнее. Это свя­зано с концентрацией окислителя (кислорода) в парогазовой и жидкой фазах нефтепродуктов. В парогазовой фазе кислорода значительно больше, чем у по­верхности жидкой фазы и в жидкой фазе.[ 18,с. 18]

Скорость распространения пламени на поверхности зеркала бензина при обычных условиях 10-15 м /сек., в факеле распыленного форсункой дизельного топлива — превышает 150 — 160м/сек, скорость распространения пламени во взрывчатой смеси паров бензина с воздухом достигает 1500 — 1800 м/сек. (10).

При такой скорости распространения пламени горение переходит во взрыв с

большой разрушительной силой. Давление в момент взрыва превышает 1470 кПа (1,5 мПа), температура взрыва в пределах 1500 -1800 °С. Скорость распро­странения взрывной волны более 1500 м/сек.

Скорость выгорания жидкости (бензина) в объёме — 20-ЗОсм/ч, дизтоплива -18-20 см/ч.[18,с.18, 21]

Показатели огнеопасности и взрывоопасности нефтепродуктов [ 1,с.54-55 ]

Вид продукта •	Темпера­тура вспышки, «С	Пределы воспламенения			Темпера­тура самовоспла­менения, °С	Темпе­ратура воспла­мене­ния, °С
		концен­траци­онные, % об.	НТПВ °С	ВТПВ °С
Бензины (различных марок)	-39 —29	0,65-8,04	-30	до 10	350 — 440	-34
Дизельное топливо: Л 3	40-60 более 61	2,1-12	более 35	до 155	240-370	45-^65

За пределами температурной зоны взрывоопасных концентраций, обра­зующаяся смесь нефтепродуктов с воздухом не всегда взрывоопасна, но всегда огнеопасна, способна вспыхивать от любого источника открытого огня.

Бензины всех марок и некоторые виды дизтоплива относятся к легковос­пламеняющимся жидкостям (ЛВЖ), другие виды дизтоплива — к горючим жид­костям (ПК).

К ЛВЖ относятся горючие жидкости с температурой вспышки паров, не превышающей 61 °С в закрытом тигле.[ 18,с.20]

К ГЖ относятся нефтепродукты, температура вспышки паров которых вы­ше 61°С в закрытом тигле.[18,с.20]

Загорание нефтепродуктов всегда начинается со вспышки или взрыва паров с воздухом.

Первоначальная вспышка паров переходит в воспламенение нефтепродук­тов и создает условия для полного его сгорания.

По сравнению с бензином дизельное топливо испаряется значительно мед­леннее, однако взрыв смеси паров дизельного топлива с воздухом не уступает силе взрыва паро-воздушной смеси бензина.

Примечание:, Температурой вспышки, Температурой воспламенения

стью, что после воспламенения их от внешнего источника зажигания вещество

устойчиво горит.

Температурой самовоспламенения, Температурными пределами воспламенения, Нижним пределом взрывоопасной концентрации, Верхним пределом взрывоопасной концентрации

зоной взрываемости или пределом воспламенения.

1.1.1. Причины пожаров и взрывов.[18, с.

Открытый огонь, искры, разряды статического электричества, грозовые разряды, самовоспламенение, самовозгорание, пирофорные отложения:

• открытый огонь: зажженная спичка, лампа, брошенный окурок сига­реты у хранилищ, у заправочной станции;
• проведение ремонтных ра­бот с источником открытого огня;

• искра: выполнение работ стальным инструментом, из выхлопных труб машин, эксплуатация неисправного электрооборудования, вся­кая другая искра независимо от природы её происхождения;
• разряды статического электричества: нарушение системы защиты от статического электричества;
• плавающие на поверхности нефтепро­дуктов предметы могут накопить заряды статического электричества и, приблизившись к стенке резервуара, вызвать искровой разряд, ко­торый будет источником воспламенения смеси napde с воздухом;
• грозовые разряды, молния (при неисправности конструкции молние-защиты) могут вызвать пожары и взрывы;

• природные катаклизмы.

7

1.2. Основные правила безопасной эксплуатации АЭС.

1.2.1. В соответствии с ГОСТ 12.3.00275 безопасность производственного процесса обеспечивается выбором режима работы технологического оборудо­вания, выбором конструкции оборудования и его размещения, профессиональ­ным отбором и обучением работающих.

Производственный процесс приема, хранения и отпуска нефтепродуктов на АЭС осуществляется По непрерывной схеме в герметичном оборудовании, ис­ключающем контакт работающих с нефтепродуктами.

Все резервуары с нефтепродуктами расположены на площадке АЭС под землей. Электрооборудование установлено во взрывозащищенном исполнении. Контроль и управление технологическим процессом осуществляется частично в ручном режиме, частично автоматически со щита управления операторной.

При наиболее опасных нарушениях технологического режима предусмот­рена сигнализация. АЭС оснащена громко говорящей связью.

К работе на АЗС допускаются лица, прошедшие необходимую подготовку, сдавшие экзамен на допуск к самостоятельной работе.

В аварийных ситуациях действовать согласно рабочей инструкции по охра­не труда и оперативной части ПЛАСа.

В основу разработки мероприятий по безопасному ведению процесса по­ложены действующие нормы и правила: ППБ79, НАОП 1.3.00-1.01-88 -ОПВХП 88, НАШ А.01.001-95 и др.

1.2.2 Основные мероприятия, обеспечивающие безопасное ведение техноло­гического процесса.

а) Поддерживать параметры технологических процессов АЗС в пределах норм технологического режима (температура, атмосферное давление, уровень налива нефтепродуктов в хранилища, скорость налива).

б) Обеспечивать систематический контроль давления, температуры, уровня нефтепродуктов в хранилищах, не допуская отклонений от установленных норм.

в) Перед пуском в работу необходимо проверить герметичность оборудова­ния, арматуры, трубопроводов. При обнаружении пропусков немедленно при­нимать меры к их устранению.

г) Все запорные устройства должны содержаться в исправности и обеспе­чивать быстрое и надежное прекращение поступления или выхода продукта.

д) Категорически запрещается устранять пропуски на действующих трубо­проводах, оборудовании без их отключения и освобождения.

е) Для всего технологического оборудования, где по условиям ведения тех­нологического процесса возможно скопление воды, устанавливается периодич­ность дренирования регламентом.

ж) Эксплуатировать технически исправное оборудование с исправным за­землением.

8

з) Осуществлять постоянный контроль состояния оборудования, трубопро­водов, запорной арматуры с записью в оперативном журнале.

и) Контролировать правильность работы приборов измерения параметров технологического режима.

к) Отражать в вахтенном журнале параметры технологического режима пе­рекачивания и хранения нефтепродуктов с помощью приборов КИПиА, контро­лировать качество нефтепродуктов.

л) Соблюдать противопожарный режим АЭС: [15, с 118]

территория должна быть спланирована таким образом, чтобы исклю­чить попадание разлитых нефтепродуктов за её пределы; автомобили, ожидающие очереди для заправки должны находиться возле въезда на территорию АЭС, вне зоны размещения резервуаров и колонок с нефтепродуктами;

• запрещается курить, проводить ремонтные и другие работы, связан­ные с применением открытого огня как в пределах АЭС, так и за её пределами на расстоянии не менее 20 м;

• на АЭС должны быть вывешены на видных местах плакаты, содер­жащие перечень обязанностей водителей во время заправки автотранспорта, а также инструкции о мерах пожарной безопасности;
• места заправки и слива нефтепродуктов должны быть освещены в ночное время суток;

— АЭС должна быть оснащена телефонной и громко говорящей связью и другие требования «Правил пожарной безопасности в Украине», м) Выполнять требования по безопасной эксплуатации АЭС согласно от­раслевого нормативного акта «Правила технической эксплуатации и ох­раны труда на стационарных, контейнерных и передвижных АЗС». н) Контролировать состояние воздушной среды на содержание взрывоопас­ных концентраций паров нефтепродуктов в смотровых колодцах, о) Производить своевременную зачистку резервуаров от пирофорных от­ложений.

п) Соблюдать чистоту на территории АЗС.

р) О производственных неполадках и принятых мерах старший оператор сообщает начальнику АЗС.

ЬЗ.Сценарий возникновения и развития возможных аварий. Анализ причин и условий возникновения и развитии аварий.

События, способные привести к возникновению аварии (нарушение герме­тичности технологической системы, выход опасного вещества в окружающее пространство) могут быть разделены на две основные группы:

• События 1-ой группы — события, которые могут привести к нарушению нормального технологического режима АЗС. Например: болезненное наркоти­ческое состояние работника АЗС;
• износ материалов, деталей оборудования, крепежа, прокладок, сальников и т.д.;
• выход из строя средств защиты от статэ*

лектричества и вторичных проявлений молний; неисправность дыхательного клапана.

События 2 -ой группы — аварийные ситуации нарушения нормального тех­нологического режима или состояния оборудования, приводящие к тому, что герметичность технологической системы может быть нарушена. Например: пе­реполнение резервуаров, баков автотранспорта; эксплуатация негерметичного насоса топливораздаточной колонки; включение в работу негерметичных участ­ков трубопровода; работы с искрящим инструментом и т.д.

Эти события предшествуют разгерметизации технологического оборудова­ния (собственно аварии).

АВАРИЯ уровня А — авария, развитие которой не выходит за пределы рас­сматриваемого технологического блока.

АВАРИЯ уровня Б — авария, развитие которой выходит за пределы рассмат­риваемого технологического блока, но ограничена территорией АЭС.

АВАРИЯ уровня В — авария, развитие которой выходит за пределы, ограни­ченной территорией АЭС.

Сценарии возникновения и развития возможных аварий приведены в кар­точках опасности оборудования (стр. 17-31 ).

Главная задача обслуживающего персонала на первой стадии — предупре­дить аварию, т.е. выявить опасное событие, идентифицировать причину и по­тенциальную опасность, выполнить в необходимой последовательности в ми­нимально возможные сроки действия по переводу технологической системы в устойчивое и безопасное состояние. При своевременных и правильных действи­ях обслуживающего персонала и срабатывании систем защиты авария может быть предотвращена. Перевод системы в безопасное состояние может осущест­вляться:

1).

Без остановки технологического процесса:

• с использованием резерва;
• с ручным регулированием отдельных параметров технологического про­цесса;
• с изменением производительности АЗС.

2).

С остановкой технологического процесса :

• с остановкой отдельных функциональных блоков,
• полная остановка в нормальном или аварийном режиме. ^f На второй стадии, при нарушении герметичности системы, перед обслужи­вающим персоналом стоит двойная задача:

• Для уменьшения количества опасного вещества в выбросе — оперативно отключить поврежденный участок (оборудование) от системы и освободить его от технологической среды.
• Выполнить необходимые действия по сохранению устойчивости системы (аналогично действиям на 1 -ой стадии) с учетом нового состояния, при отклю­чении части оборудования.

10

Дальнейшее развитие аварии в зависимости от состава, количества и места аварии может идти таким образом:

1. При разгерметизации с выбросом жидкой фазы может сопровождаться:

• возникновением пожара пролива при наличии источника зажига­ния в непосредственной близости от места разгерметизации;
• испарением жидкости и образованием пожаровзрывоопасного облака с последующим продвижением его по территории пред­приятия (АЭС), горением при встрече с источником зажигания, взрывом;
• образованием токсичного облака из исходных продуктов и про­дуктов горения.

2. Разрушением оборудования, сооружений, зданий при попадании их в зону действия поражающих факторов и возникновению вторичных эффектов «домино».

3. Взрыв паро-воздушной среды или самовозгорание пирофорных отложе­ний внутри аппарата при проникновении в него атмосферного воздуха (при вскрытии оборудования, во время ремонта).

Для АЭС характерны следующие виды аварий:

• Пожар пролива
• Огненный шар

-Взрыв — детонационное горение — сгорание предварительно перемешан­ных газо- или паро-воздушных облаков со сверхзвуковыми скоростями в откры­том пространстве или в замкнутом объеме.

-Хлопок — вспышка, волна пламени, сгорание предварительно перемешан­ных газо- или паро-воздушных облаков с дозвуковыми скоростями в открытом или замкнутом пространстве.

Наибольшую опасность для людей и материальных ценностей представля­ют поражающие факторы взрыва и огненных шаров:

• загорание автомобиля у топливораздаточной колонки;
• взрыв бензобака автомобиля;
• загорание топливораздаточной колонки;
• загорание и взрыв бензо­воза и хранилищ нефтепродуктов.

1.4.Оценка поражающих факторов опасности АЭС.

К поражающим факторам при авариях на АЭС относятся:

• поражающий фактор избыточного давления на фронте падающей ударной вголны при взрывах;
• интенсивность теплового излучения пожара пролива и огненных ша­ров;
• воздействие токсичных продуктов горения.

1.4.1. Энергетические показатели взрывоопасности АЭС. Энергетическими показателями взрывоопасности АЗС являются следую­щие критерии согласно ОПВХП-88:

и

— Общий энергетический потенциал АЭС — (Е), характеризующийся суммой энергий адиабатического расширения парогазовой.. фазы, полного сгорания имеющихся и образующихся из жидкости паров за счет внутренней и внешней энергии при аварийном раскрытии оборудовании, кДж.

— Общая масса горючих паров взрывоопасного парогазового облака (т) приведенная к единой удельной энергии сгорания, кг.

— Относительный энергетический потенциал взрывоопасности (Ов) техноло­

гического блока. <•

На АЭС из суммы энергий основное значение имеет энергия сгорания паро­газовой фазы — ПГФ, образующаяся из пролитой на твердую поверхность жид­кой фазы (ЖФ), за счет теплоотдачи от окружающей среды.

E=G-q, кДж

где:

• Е — энергия сгорания парогазовой фазы, кДж;
• G — масса ЖФ, испарившаяся за счет теплопередачи от окружающегося воз­духа к разлитой жидкости и, превратившаяся в парогазовую фазу (ПГФ) кг;
• q — удельная теплота сгорания ПГФ, кДж/кг.

О=т„-Р _ж -т„, кг где:

т _и — интенсивность испарения, кг/(с-м² ); Р_ж — площадь испаряющейся жидкости, м² ;

т _и — время контакта жидкости с поверхностью розлива принимаемое в рас­чет, сек.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПОТЕНЦИАЛОВ. [3, с. 63]

Наименование блока	Энергети­ческий потенциал, Е,МДж	Приведенная критическая масса, кг	Относи­тельный энергети­ческий, потенци-	Категория опасности	Радиус воз­можных зон разрушения в блоках, м
ал, qb
Блок №1 Бензовоз	20175,6	438,6	16,46	Щ	8,74
Блок №2
Резервуары с неф­тепродуктами	2709	58,89	8,43	ш	2,39
Блок №3
Топливораздаточ-ные колонки	7740	168,3	11,96	ш	4,37

12

В результате расчетов критериев опасности все блоки АЭС относятся к III категории опасности с приведенными в таблице радиусами возможных зон раз­рушений в блоках.

1.4.2. Критериями поражающих факторов пожаров пролива и огненных ша­ров являются интенсивность теплового излучения пожара пролива и огненных шаров

^f

E _f — среднеповерхностная плотность теплового излучения пламени, кВт/м ;

F _q — угловой коэффициент облученности;

• т — коэффициент пропускания атмосферы.

Степень травмирования (степень воздействия теплового излучения) зависит от расстояния, на котором происходит воздействие поражающего фактора теп­лового излучения пламени пожара пролива, огненного шара на объект и опре­деляется в зависимости от критических величин интенсивности теплового излу­чения, приведенных в таблице, по формуле:

[9]

г=Кл/Р _п

где:

• г — расстояние от фронта пламени до объекта, м;

R — коэффициент зависящий от критической величены теплового излучения

пламени; F _n — площадь пожара, м² .

Поражение людей тепловым излучением.

Степень травмирования	Интенсивность теплового ния q KD , кВт/м2	излуче-
Ожоги III степени	49
Ожоги II степени	27,4
Ожоги I степени	9,6
Болевой порог (болезненные ощущения на коже и слизи­стой оболочке)	1,4 ?

1.4.3. Опасными факторами пожара, воздействующими на людей, также яв­ляются токсичные продукты горения нефтепродуктов, их распространение на определенное расстояние от очага пожара. Прогнозирование глубины зоны за­ражения продуктами горения нефтепродуктов осуществляется с применением методики «Прогнозирование последствий разлива (выброса) опасных химиче­ских веществ при авариях на промышленных объектах и транспорте».

13 1.5 РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА ОПАСНОСТИ АЗС.

Технологическая схема АЗС состоит из трех стадий :

• стадии приема нефтепродуктов из бензовозов в подземные резервуа­ры;
• стадии хранения нефтепродуктов в резервуарах до момента их пере­качивания через топливораздаточные колонки для заправки авто-транспортно^ техники;
• стадии заправки нефтепродуктами из подземных резервуаров авто­транспортной техники через тошшвораздаточные колонки. Для выполнения расчетов критериев поражающих факторов опасности АЗС

технологическую схему АЗС можно разделить на три функциональных блока,

каждый из которых отвечает соответствующей стадии

БЛОК № 1 — бензовоз, площадь поддона — 40,5м ² .

БЛОК № 2 — подземные резервуары, площадь поддонов — 25м ² каждого.

БЛОК № 3 — топливораздаточные колонки 3 шт. — площадь свободного разлития.

В качестве опасных значений поражающих факторов для АЗС принимают­ся: избыточное давление на фронте падающей ударной волны в результате взрыва, интенсивность теплового излучения пожара пролива и огненного шара.

1. ДЛЯ ВЗРЫВОВ.

1.1.Для оценки возможных разрушений основного технологического оборудо­вания и смертельного травмирования людей — избыточное давление на фрон­те падающей ударной волны более 100 кПа, вызывающей сильные разруше­ния, которые могут привести к развитию аварии по принципу «домино» и переходу на уровень «Б».

1.2.Для оценки возможных разрушений зданий на территории АЗС избыточное давление на фронте падающей ударной волны более 40 кПа, вызывающей сильные разрушения, которые могут привести к травмированию находящих­ся в них людей.

КЗ.Для оценки поражения людей при непосредственном воздействии ударной

волны — избыточное давление на фронте падающей ударной волны более 20

кПа, вызывающие легкую травму и контузию. *

1.4.Для оценки возможности разрушения наименее прочных сооружений — из­быточное давление на фронте падающей ударной волны более 10 кПа, вызы­вающие сильные разрушения этих конструкций.

1.5.Для оценки возможности разрушения остекления зданий — избыточное дав­ление на фронте падающей ударной волны более 5 кПа.

14

2. ДЛЯ ПОЖАРОВ.

2.1. Для оценки возможности травмирования людей — интенсивность теплового излучения, вызывающая ожоги различной степени.

2.2. Для оценки воздействия на оборудование — площадь очага горения и время горения (для свободного разлива на поверхности слоем 5 см.), диаметр и время горения огненного шара, т.к. объекты, попадающие непосредственно в зону го­рения, как правило, получают сильные повреждения.

Результаты расчетов зон воздействия поражающих факторов для наиболее неблагоприятных вариантов аварии по всем технологическим блокам приведе­ны в таблицах.

Таблица 1.2; таблица 1.3; таблица 1.4: таблица 1.5; таблица 1.6, рисунки (приложение № 1);

Таблица 1.2

[4, с.26]]

Характеристика взрывов

№ блока	Оборудование и место разгерме­тизации	м, (кг) ПГФ	Радиус изобар (м) избыточного давления на фронте падающей ударной волны
			100 кПа	бОкПа	40кПа	20кПа	ЮкПа	5кПа
1	Бензовоз	118,1	3,42	5,9	7,61	18,09	33,57	44,1
2	Резервуары с нефтепродукта­ми	63	2,39	4,13	5,33	12,66	23,5	30,87
3	Топливоразда-точные колонки	180	4,37	7,53	9,73	23,12	42,9	56,35
Примечание:

М — масса испарившийся жидкости в ПГФ, кг.

можны

Выводы: При авариях в блоках №1-3, сопровождающихся взрывом, воз-шы разрушения оборудования, конструкций и травмирование людей в ра­диусе от 2,39 до 9,73 метров, а также легкие травмы и контузии в радиусе от 12,66 до 42,9 метра.

Таблица 1.3 Характеристика пожаров проливов.[16,с.498],[9]

Сгораемые вещества	Теплота сгорания мДж/кг t	Приведенная ско­рость выгорания 1 0″ 2 кг/м2 сек.	Удельная теп­лота пожара q 0 , мВт/м2
Бензин	43,000	._…__ 0,58__ __	0,262

15

Таблица 1.4 Характеристика пожаров проливов [5, с. 13; 11, с. 129]

№ блока	Площадь пожара Р п ,м2	Тепловой поток пожара q, Мвт	Время развития пожара т, сек
1. Бензовоз	40,5	о п «* j,9j	0,24
3. Топливораз-даточные колонки	225	20,96	0,56

q = qo’Fn,

где:ц — тепловой поток пожара, мВт, qo _ удельная теплота пожара, мВт/м ² , F_n . — площадь пожара, м² .

Время горения бензина при свободном разливе по бетонной поверхности слоем 5см, со скоростью выгорания до ЗОсм/час, составляет Юмин, а для ди­зельного топлива, со скоростью выгорания 18 — 20см/час — 15 — 17мин. При ско­рости ветра 8 — Юм/сек, скорость выгорания возрастает на 30 -50%.При этом, время горения для бензина составит 5 — 7мин, а время горения для дизельного топлива-до 7,5 мин. [5, с.28]

Таблица 1.5 Тепловое излучение огненного шара.

Оборудование и место разгерметизации	ПГФ, М,т	D, м	т, сек	Ожоги и болевой порог на расстоянии, м
				3 ст.	2 ст.	1 ст.	БП
Блок № 1 . Бензовоз	3,2	81,05	5,6	69,92	93,5	157,9	413,7
Блок №2. Резервуары с нефтепродуктами	9,0	24,65	1,7	117,3	156,8	264,9	693,7

Примечание: М — масса опасного вещества, т; D — диаметр огненного шара, м; Т — время сгорания огненного шара, сек.

Радиус опасной зоны -693,7 м.

Выводы:

По результатам расчетов, приведенных в таблице 1.5 видно, что при воз­никновении аварии в блоках №1, 2 возможно образование огненных шаров с определенной массой, диаметром и временем сгорания. При сгорании огненного шара возникает поражающий фактор — тепловое излучение огненного шара, воздействие которого на человека вызывает у него ожоги различной степени тяжести в радиусе от 69,92 до 264,9 метра.

16

Таблица 1.6 Тепловое излучение пожара пролива

Оборудование и ме­сто разгерметизации	м, т	т, мин	н, м	S, м 2	Ожоги и болевой порог на расстоянии, м
					Зет.	2 ст.	1 ст.	БП
Блок№1 Бензовоз 5см пролива полная разгерметизация <•	1,62 6,4	1.0 39,5	40,5 10 j 40,5		6,64	8,88	15,2	38,6
Блок №3 Топливораз-даточные колонки	0,18	0,2	—	225	15,65	20,93	35,7	90,9

Примечание: М — масса пролива, т; Н — высота пламени, м; S — площадь пролива, м ² ; Т — время, мин. Радиус опасной зоны — 90,9 м. Выводы:

При возникновении аварии в блоках № 1,3 в виде пожаров проливов воз­можно воздействие на работников АЭС поражающего фактора теплового излу­чения пожара пролива с получением ожогов различной степени тяжести в ра­диусе от 6,64 до 90,9 метра.

17

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ БЛОК №1 (БЕНЗОВОЗ)

КАРТОЧКА ОПАСНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ

№ 1

1.НАИМЕНОВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ. Бензовоз.

<•

2.ТИП ОБОРУДОВАНИЯ. Емкостное, надземное.

Горизонтальный цилиндрический сосуд со сферическими боковыми днищами

объемом 8 м ³ — 1 штука.

Для перевозки нефтепродуктов.

3.НОМЕР ПОЗИЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ ПО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЕ. Без номера.

4.НАЗНАЧЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ (осуществляемая в аппарате типовая тех­нологическая операция) Прием, транспортировка и слив нефтепродуктов в резервуары АЗС.

5.ПЕРЕЧЕНБ ВОЗМОЖНЫХ АВАРИЙ.

• Пролив нефтепродуктов в поддон в результате разгерметизации бензовоза, фланцевых соединений штуцеров выдачи нефтепродуктов из бензовоза, тру­бопроводов, запорной арматуры.
• Пожар пролива (воспламенение).

• Воспламенение паров нефтепродуктов внутри бензовоза, взрыв.
• Образование паро-воздушного облака, воспламенение, взрыв.

б.ОПОЗНАВАТЕЛЬНЫЕ ПРИЗНАКИ АВАРИИ. Внешние признаки пролива, пожара, взрыва.

7. СРЕДСТВ А ЗАЩИТЫ.

Запорная арматура, дыхательный клапан, огнепреградитель.

18

Выход парамет­ров за критиче­ские значения

Образование пролива в под- доне

Пожар -> пролива —|

А -3.2.2.

А-2.1.0.

А -3.2.3.

Разогрев резер­вуара

Взрыв в ре­зервуаре, его разрушение, образование огненного шара

Разгерметиза­ция (разруше­ние) оборудо­вания, трубо­провода

А-1.2.0.

А -3.2.0

Факель- » ное го- —) рение струи

Износ или уста­лость материала

Вытекание струи

А- 1.3.0.

Выход из строя предохранитель­ных устройств

В- 1.1.0.

А-1.4.0.

А -4. 1.0.

Б- 1.1.0.

Развитие ава­рии за пределы предприятия

Ошибки ремонтно­го и обслуживаю­щего персонала

Развитие ава­рии на соседние блоки

Образование ударной волны

А-1.5.0.

Проявления приро­ды (молнии, земле­трясения)

B-l.U.

Б-1.1.1.,г

Интоксикация людей

Интоксикация людей

19

АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И РАЗВИТИЯ АВАРИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО БЛОКА №1

Код стадии разви­тия аварии	Наименование ста­дии развития ава­рийной ситуации (аварии)	Основные принципы анализа условий возникновения (перехо­да на другую стадию) аварийной ситуации (аварии) и ее послед­ствий	Способы и средства преду-» преждения, локализации ава­рии
1	2	3	4
А-1.1.0	Выход параметров за критические значения.	Повышение давления, темпера­туры, уровня в резервуаре выше регламентных значений, скоро­сти налива может привести к разрушению или разгерметиза­ции оборудования (трубопрово­да) при отсутствии или неис­правности защитных предохра­нительных устройств, к проливу.	Применение испытанных за­щитных предохранительных устройств, поверенных средств измерения темпера­туры, давления, уровня. Ло­кализация аварии при помо­щи отсечных задвижек между блоками .Устранение проли­ва.
А-1.2.0	Износ или уста­лость материала.	Дефекты сварных соединений, неоднородность материалов, не­соответствие марки материалов, используемых для изготовления арматуры, фланцев, требованиям правил. Использование дефект­ных материалов и изделий, пре­вышение сроков эксплуатации оборудования. При превышении регламентных параметров тем­пературы и давления может произойти разгерметизация или разрушение оборудования, тру­бопроводов, запорной арматуры.	Проведение ревизий и испы­таний оборудования, запор­ной арматуры, предохрани­тельных устройств. Наличие поверенных средств диагно­стирования и дефектоскопии оборудования, проведение его планово-предупредитель­ных ремонтов (ППР) и свое­временная замена устаревше­го и изношенного. Соблюде­ние регламентируемых ре-жимов работы, повышение прочностных характеристик оборудования и трубопрово­дов. Применение эффектив­ных защитных покрытий.
А-1.3.0	Выход из строя предохранительных устройств.	Применение предохранительных устройств без проведения испы­таний и ревизий согласно гра­фика ППР.	Оснащение предохранитель­ными устройствами и дыха­тельными клапанами, про­шедшими испытания и реви­зию согласно графика ППР.
А-1.4.0	Ошибки ремонтно­го и обслуживаю­щего персонала >	Допуск к работе обслуживающе­го и ремонтного персонала без соответствующего инструктажа, обучения, проверки знаний, ква­лификации, болезненного и нар­котического состояния.	Применение в производстве труда квалифицированного и опытного персонала по об­служиванию и ремонту обо­рудования. Своевременное проведение инструктажей по вопросам охраны труда и техники безопасности, про­верки знаний, профессио­нальное обучение и профес­сиональный отбор.

20

1	2	3	4
A-l.5.0	Проявления	Выход из строя средств защиты	Систематический контроль за
природы (молнии,	от вторичных проявлений мол-	исправностью средств защи-
землетрясения)	нии.	ты от вторичных проявлений
молнии.
А-2.1.0	Разгерметизация	Превышение критических пара-	Соблюдение регламентных
оборудования (тру-	метров, износ, усталость мате-	параметров, оснащение ис-
бопровода).	риала, неисправность предохра-	правными предохранитель-
нительных устройств, ошибки	ными устройствами, повыше-
персонала, отказ приборов	ние прочностных характери-
КИПиА, проявления природы	стик оборудования, выполне-
(молнии, землетрясения)	ние графика ППР, примене-
ние госповеренных приборов
КИПиА.
А-3.1.0	Образование про-	Разгерметизация (разрушение)	Проверка соответствия обо-
лива.	оборудования, трубопровода	рудования, трубопроводов,
А-3.2.0	Вытекание струи.	приведет к образованию проли-	запорной арматуры, предо-
ва, вытеканию струи.	хранительных и уплотни-
тельньгх устройств требова-
ниям нормативов (проекту,
регламенту). Оценка техниче-
ского состояния оборудова-
ния (качество сварных соеди-
нений, сборка разъемных со-
единений, степень износа и
т.п.). Оценка порядка и пол-
ноты диагностического кон-
троля, эффективности ППР.
Ограничение площади расте-
кания пролива. Локализация
разгерметизированного уча-
стка. Исключение источника
зажигания.
А-3.1.1	Пожар пролива.	Наличие источника зажигания.	Исключение источника зажи-
А-3.2.1	Факельное горение	Оценка: возможных масштабов	гания. Локализация пожара
струи.	пожара пролива, наличия и эф-	пролива и факельного горе-
фективности средств пожароту-	ния струи средствами пожа-
шения, умения персонала дейст-	ротушения. Эффективные
вовать при ликвидации очагов	действия персонала и спец-
загорания, оперативности и ос-	подразделений по тушению
нащенности пожарных частей.	пожара и спасению людей.
А-3.2.2	Разогрев резервуа-	Потери оперативного времени	Своевременное выявление
ра	при тушении пожара по различ-	пожара, оперативное тушение
ным причинам, несвоевременное	пожара.
ь	выявление пожара может при-
вести к разогреву резервуара.
А-3.2.3	Взрыв в резервуаре	Несвоевременное тушение по-	Своевременное эффективное
и его разрушение,	жара приводит к разогреву раз-	тушение пожара пролива с
образование огнен-	герметизированного резервуара	целью недопущения разогре-
ного шара.	до критической температуры,	ва резервуара.
прогреву нефтепродукта по глу-

21

1	9	n	4
бине резервуара, вспышке паров, возгоранию, взрыву.
А-4.1.0	Образование удар­ной волны	Анализ количественных харак­теристик взрыва (реализуемая энергия), избыточное давление взрыва, радиусы зон интенсив­ности воздействия ударной вол­ны, наличие смежных блоков, административных, бытовых, вспомогательных зданий (поме­щений) с постоянным нахожде­нием людей в зоне опасной ин­тенсивности ударной волны.	Размещение зданий админи­стративного, бытового и вспомогательного назначения вне опасной зоны; реализация мер по повышению устойчи­вости зданий. Организация оповещения об опасности и вывода персонала из опасной зоны, действия персонала и спецподразделении по спасе­нию людей.
Б-1.1.0	Развитие аварии на соседние блоки	Образование ударной волны может привести к разрушению соседних смежных блоков и раз­витию аварии в смежных бло­ках.	Исключение источников за­жигания, локализация, пожа­ров в аварийном блоке, ра­циональное размещение обо­рудования, оснащение уст­ройствами защиты персонала от поражающих факторов (взрывная волна, высокая температура и т.п.).
В-1.1.0	Развитие аварии за пределами пред­приятия	Прогнозирование возможных масштабов и путей дальнейшего развития аварии с учетом энер-гонасыщенности предприятия.	Действия по локализации и ликвидации аварии под руко­водством комиссии по чрез­вычайным ситуациям.
Б-1.1.1 В-1.1.1	Интоксикация лю­дей	Оценка рациональности генпла­на предприятия, наличия чис­ленности людей в зонах воз­можного поражения; оснащение средствами индивидуальной и коллективной защиты, оповеще­ния и эвакуации людей из опас­ной зоны и оценка их эффектив­ности.	Снижение численности лю­дей в опасной зоне, оснаще­ние эффективными средства­ми защиты, оповещения и эвакуации людей; действия персонала и спецподразделе­ний по спасению людей.

22 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ БЛОК №2 (ПОДЗЕМНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ)

КАРТОЧКА ОПАСНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ

№2

1.НАИМЕНОВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ.

Резервуары для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов.

2.ТИП ОБОРУДОВАНИЯ. Емкостное, подземное.

Горизонтальные цилиндрические резервуары со сферическими боковыми

днищами.

Объемом 25 м~’ — 6 штук.

3.НОМЕР ПОЗИЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ ПО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ

СХЕМЕ.

Позиция №№ Е1-3, 5, 6 вместимостью 25 м ³ каждая для хранения бензи­нов; Е4 — вместимостью 25 м³ для хранения дизтоплива. Поз.№1 — бензин марки А-92; Поз.№2 — бензин марки А-95; Поз.№3 — бензин марки А-98; Поз.№4 -дизтопливо марки летнее (зимнее); Поз.№5 — бензин марки А-80; Поз.№6 — бензин марки А-80.

4.НАЗНАЧЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ (осуществляемая в аппарате типовая

технологическая операция).

Прием хранение и отпуск нефтепродуктов.

5.ПЕРЕЧЕНЬ ВОЗМОЖНЫХ АВАРИЙ.

• Пролив нефтепродуктов в поддон в результате разгерметизации резервуа­ра, фланцевых соединений, патрубков и трубопроводов резервуара, запор­ной арматуры и т.п. сток пролитых нефтепродуктов в смотровые колодцы, утечка нефтепродуктов в грунт.
• Пожар пролива (воспламенение).

• Воспламенение паров нефтепродуктов внутри резервуара, взрыв.
• Образование взрывоопасных концентраций нефтепродуктов внутри резер­вуара, воспламенение и взрыв, образование огненных шаров.

б.ОПОЗНАВАТЕЛЬНЫЕ ПРИЗНАКИ АВАРИИ. Внешние признаки пролива, пожара, взрыва.

7.СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ.

Огнепреградитель, дыхательный клапан, запорная арматура.

8.СЦЕНАРИИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И РАЗВИТИЯ АВАРИИ НА ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩАХ В ВИДЕ ЛОГИЧЕСКОЙ

СХЕМЫ С ПРИСВОЕНИЕМ КОДА КАЖДОЙ СТАДИИ.

А-1.1.0.

Выход парамет­ров за критиче­ские значения

А-3.2.3.

А-3.2.2.

А-3.1.1

А-2.1.0.

А-3.1.0

Взрыв в ре­зервуаре, его разрушение, образование огненного шара.

Разогрев резер­вуара

Образование пролива в под­доне, сток про­лива в смотро­вой колодец

Разгерметиза­ция (разруше­ние) оборудо­вания, трубо­провода

А-1.2.0.

Износ или уста­лость материала

А-1.3.0.

Выход из строя предохранитель­ных устройств

В-1.1.0.

А- 1.4.0.

Б-1.1.0.

А-4.1.0.

Развитие ава­рии за пределы предприятия

Развитие ава­рии на соседние блоки

Образование ударной волны

Ошибки ремонтно­го и обслуживаю­щего персонала

А-1.5.0.

Проявления приро­ды (молнии, земле­трясения)

В-1.!.!.,,

Б-1.1.1.

Интоксикация людей

Интоксикация людей

24

АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И РАЗВИТИЯ АВАРИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО БЛОКА №2

Код стадии разви­тия аварии	Наименование ста­дии развития ава­рийной ситуации (аварии)	Основные принципы анализа условий возникновения (перехо­да на другую стадию) аварийной ситуации (аварии) и ее послед­ствий	Способы и средства преду­преждения, локализации ава­рии
1	2	3	4
А-1.1.0	Выход параметров за критические значения.	Повышение давления, темпера­туры, уровня в резервуаре выше регламентных значений, скоро­сти налива может привести к разрушению или разгерметиза­ции оборудования (трубопрово­да) при отсутствии или неис­правности защитных предохра­нительных устройств, к проливу.	Применение испытанных за­щитных предохранительных устройств, поверенных средств измерения темпера­туры, давления, уровня. Ло­кализация аварии при помо­щи отсечных задвижек между блоками .
А- 1.2.0	Износ или уста­лость материала.	Дефекты сварных соединений, неоднородность материалов, не­соответствие марки материалов, используемых для изготовления арматуры, фланцев, требованиям правил. Использование дефект­ных материалов и изделий, пре­вышение сроков эксплуатации оборудования. При превышении регламентных параметров тем­пературы и давления может произойти разгерметизация или разрушение оборудования, тру­бопроводов, запорной арматуры.	Проведение ревизий и испы­таний оборудования, запор­ной арматуры, предохрани­тельных устройств. Наличие поверенных средств диагно­стирования и дефектоскопии оборудования, проведение его планово-предупредитель­ных ремонтов (ППР) и свое­временная замена устаревше­го и изношенного. Соблюде­ние регламентируемых ре­жимов работы, повышение прочностных характеристик оборудования и трубопрово­дов. Применение эффектив­ных защитных покрытий.
А-1.3.0	Выход из строя предохранительных устройств.	Применение предохранительных устройств без проведения испы­таний и ревизий согласно гра­фика ППР.	Оснащение предохранитель­ными устройствами и дыха­тельными клапанами, про­шедшими испытания и реви­зию согласно графика ПНР.
А-1.4.0	Ошибки ремонтно­го и обслуживаю­щего персонала »	Допуск к работе обслуживающе­го и ремонтного персонала без соответствующего инструктажа, обучения, проверки знаний, ква­лификации, болезненного и нар­котического состояния.	Применение в производстве труда квалифицированного и опытного персонала по об­служиванию и ремонту обо­рудования. Своевременное проведение инструктажей по вопросам охраны труда и техники безопасности, про­верки знаний, профессио­нальное обучение и профес­сиональный отбор. —

25

1	2	3	4
A-l.5.0	Проявления природы (молнии, земл стрясен ия )	Выход из строя средств защиты от вторичных проявлений мол­нии.	Систематический контроль за исправностью средств защи­ты от вторичных проявлений молнии.
А-2.1.0	Разгерметизация оборудования (тру­бопровода).	Превышение критических пара­метров, износ, усталость мате­риала, неисправность предохра­нительных устройств, ошибки персонала, отказ приборов КИПиА, проявления природы (молнии, землетрясения)	Соблюдение регламентных параметров, оснащение ис­правными предохранитель­ными устройствами, повыше­ние прочностных характери­стик оборудования, выполне­ние графика ППР, примене­ние госповеренных приборов КИПиА.
А-3.1.0	Образование про­лива, сток пролива нефтепродуктов в смотровой колодец	Разгерметизация (разрушение) оборудования, трубопровода приведет к образованию проли­ва, вытеканию струи.	Проверка соответствия обо­рудования, трубопроводов, запорной арматуры, предо­хранительных и уплотни-тельных устройств требова­ниям нормативов (проекту, регламенту). Оценка техниче­ского состояния оборудова­ния (качество сварных соеди­нений, сборка разъемных со­единений, степень износа и т.п.). Оценка порядка и пол­ноты диагностического кон­троля, эффективности ППР. Ограничение площади расте­кания пролива. Локализация разгерметизированного уча­стка. Исключение источника зажигания.
А-3.1.1	Пожар пролива в смотровом колодце	Наличие источника зажигания. Оценка: возможных масштабов пожара пролива, наличия и эф­фективности средств пожароту­шения, умения персонала дейст­вовать при ликвидации очагов загорания, оперативности и ос­нащенности пожарных частей.	Исключение источника зажи­гания. Локализация пожара пролива и факельного горе­ния струи средствами пожа­ротушения. Эффективные действия персонала и спец­подразделений по тушению пожара и спасению людей.
А-3.2.2	Разогрев резервуа­ра ъ	Потери оперативного времени при тушении пожара по различ­ным причинам, несвоевременное выявление пожара может при­вести к разогреву резервуара.	Своевременное выявление пожара, оперативное тушение пожара.
А-3.2.3	Взрыв в резервуаре и его разрушение, образование огнен­ного шара.	Несвоевременное тушение по­жара приводит к разогреву раз­герметизированного резервуара до критической температуры, прогреву нефтепродукта по глу-	Своевременное эффективное тушение пожара пролива с целью недопущения разогре­ва резервуара.

26

1	2	3	4
бине резервуара, вспышке паров, возгоранию, взрыву.
А-4.1.0	Образование удар­ной волны	Анализ количественных харак­теристик взрыва (реализуемая энергия), избыточное давление взрыва, радиусы зон интенсив­ности воздействия ударной вол­ны, наличие смежных блоков, административных, бытовых, вспомогательных зданий (поме­щений) с постоянным нахожде­нием людей в зоне опасной ин­тенсивности ударной волны.	Размещение зданий админи­стративного, бытового и вспомогательного назначения вне опасной зоны; реализация мер по повышению устойчи­вости зданий. Организация оповещения об опасности и вывода персонала из опасной зоны, действия персонала и спецподразделений по спасе­нию людей.
Б-1.1.0	Развитие аварии на соседние блоки	Образование ударной волны может привести к разрушению соседних смежных блоков и раз­витию аварии в смежных бло­ках.	Исключение источников за­жигания, локализация пожа­ров в аварийном блоке, ра­циональное размещение обо­рудования, оснащение уст­ройствами зашиты персонала от поражающих факторов (взрывная волна, высокая температура и т.п.).
В-1.1.0	Развитие аварии за пределами пред­приятия	Прогнозирование возможных масштабов и путей дальнейшего развития аварии с учетом энер­гонасыщенности предприятия.	Действия по локализации и ликвидации аварии под руко­водством комиссии по чрез­вычайным ситуациям.
Б-1.1.1 В-1.1.1	Интоксикация лю­дей	Оценка рациональности генпла­на предприятия, наличия чис­ленности людей в зонах воз­можного поражения; оснащение средствами индивидуальной и коллективной защиты, оповеще­ния и эвакуации людей из опас­ной зоны и оценка их эффектив­ности.	Снижение численности лю­дей в опасной зоне, оснаще­ние эффективными средства­ми защиты, оповещения и эвакуации людей; действия персонала и спецподразделе­ний по спасению людей.

27 .

КАРТОЧКА ОПАСНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ

№ 3

1 .НАИМЕНОВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ. Топливораздаточные колонки.

2.ТИП ОБОРУДОВАНИЯ.

Типа «Gilbarko» модель №В05 серия GEPA 123508 — 3 шт. ,на 6 пистолетов

(заправочный кран) — по 3 на каждую сторону:

• ТРК№1-А95,А92,А80;
• ТРК №2 — А95, А92, А80.

ТРК №3 — А98; ДТ на два пистолета, в том числе: один пистолет для ДТ, другой для бензина А98.

3.НОМЕР ПОЗИЦИИ ПО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЕ. Позиции №№: K6i-K6 ₃ .

4.НАЗНАЧЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ (осуществляемая в аппарате типовая тех­нологическая операция).

Перекачивание нефтепродуктов насосами топливораздаточных колонок из ре­зервуаров для заправки автотранспорта.

З.ПЕРЕЧЕНЬ ВОЗМОЖНЫХ АВАРИЙ.

• Пожар пролива (воспламенение).

• Воспламенение паров нефтепродуктов, взрыв.
• Образование паро-воздушного облака, воспламенение, взрыв.

б.ОПОЗНАВАТЕЛЬНЫЕ ПРИЗНАКИ АВАРИИ. Внешние признаки пролива, пожара, взрыва.

7.СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ.

Запорная арматура, автоматическое отключение электродвигателя насоса ТРК.

8.СЦЕНАРИИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И РАЗВИТИЯ АВАРИИ НА ТОПЛИВОРАЗДАТОЧНОЙ КОЛОНКЕ В ВИДЕ

ЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ С ПРИСВОЕНИЕМ КОДА КАЖДОЙ СТАДИИ.

А-1.1.0.

Выход парамет-pde за критиче­ские значейия

А-3.1Д___ А-3.1.1.

А-3.2.2.

Образование пролива

А-2.1.0.

Разогрев обо­рудования

Взрыв разру­шение обору­дования

А-3.2.3.

А-1.2.6.

А-3.2.0

Вытекание струи

Износ или уста­лость материала

А-1.3.0.

Выход из строя предохранитель­ных устройств

Разгерметиза’-ция (разруше­ние) оборудо» вания, трубо­провода

В-1.1.0.

А-1.4.0.

Б-1.1.0.

А-4.1.0.

Развитие ава­рии за пределы предприятия

Ошибки ремонтно­го и обслуживаю­щего персонала

Развитие ава­рии на соседние блоки

Образование ударной волны

А-1.5.0.

Выход из строя приборов КИПиА

Б-1.1.1.

Интоксикация людей

Интоксикация людей

А-1.6.0.

Проявления приро­ды (молнии, земле-лрясения)

29

АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И РАЗВИТИЯ АВАРИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО БЛОКА №3.

Код стадии разви­тия аварии	Наименование ста­дии развития ава­рийной ситуации (аварии)	Основные принципы анализа условий возникновения (перехо­да на другую стадию) аварийной ситуации (аварии) и ее послед­ствий	Способы и средства преду­преждения, локализации ава­рии
1	2	3	4
A-t.1.0	Выход параметров за критические значения.	Повышение давления, темпера­туры, уровня в резервуаре выше регламентных значений может привести к разрушению или раз­герметизации оборудования (трубопровода) при отсутствии или неисправности защитных предохранительных устройств, к проливу.	Применение испытанных за­щитных предохранительных устройств, поверенных средств измерения темпера­туры, давления, уровня. Ло­кализация аварии при помо­щи отсечных задвижек между блоками .
А-1.2.0	Износ или уста­лость материала.	Дефекты сварных соединений, неоднородность материалов, не­соответствие марки материалов, используемых для изготовления арматуры, фланцев, требованиям правил. Использование дефект­ных материалов и изделий, пре­вышение сроков эксплуатации оборудования. При превышении регламентных параметров тем­пературы и давления может произойти разгерметизация или разрушение оборудования, тру­бопроводов, запорной арматуры.	Проведение ревизий и испы­таний оборудования, запор­ной арматуры, предохрани­тельных устройств. Наличие поверенных средств диагно­стирования и дефектоскопии оборудования, проведение его планово-предупредитель­ных ремонтов (ППР) и свое­временная замена устаревше­го и изношенного. Соблюде­ние регламентируемых ре­жимов работы, повышение прочностных характеристик оборудования и трубопрово­дов. Применение эффектив­ных защитных покрытий.
А- 1.3.0	Выход из строя предохранительных устройств.	Применение предохранительных устройств без проведения испы­таний и ревизий согласно гра­фика ППР.	Оснащение предохранитель­ными устройствами и дыха­тельными клапанами, про­шедшими испытания и реви­зию согласно графика ППР.
А-1.4.0	Ошибки ремонтно­го и обслуживаю­щего персонала k	Допуск к работе обслуживающе­го и ремонтного персонала без соответствующего инструктажа, обучения, проверки знаний, ква­лификации, болезненного и нар­котического состояния.	Применение в производстве труда квалифицированного и опытного персонала по об­служиванию и ремонту обо­рудования. Своевременное проведение инструктажей по вопросам охраны труда и техники безопасности, про­верки знаний, профессио­нальное обучение и профес­сиональный отбор.

30

1	2	3	4
A-l.5.0	Отказ приборов КИПиА	Несвоевременное и не качест­венная поверка средств контроля параметров технологического режима. В результате отказа приборов КИПиА произойдет нарушение норм технологиче­ского режима, что в свою оче­редь может привести к разгер­метизации оборудования, трубо­проводов.	Выполнение графика поверки средств контроля параметров технологического режима. Своевременная замена средств контроля КИПиА. Локализация аварий отсечной запорной арматуры.
A-l.6.0	Проявления природы (молнии, землетрясения)	Выход из строя средств защиты от.вторичных проявлений мол­нии.	Систематический контроль за исправностью средств защи­ты от вторичных проявлений молнии.
А-2.1.0	Разгерметизация оборудования (тру­бопровода).	Превышение критических пара­метров, износ, усталость мате­риала, неисправность предохра­нительных устройств, ошибки персонала, отказ приборов КИПиА, проявления природы (молнии, землетрясения)	Соблюдение регламентных параметров, оснащение ис* правными предохранитель­ными устройствами, повыше­ние прочностных характери­стик оборудования, выполне­ние графика ПНР, примене­ние госповеренных приборов КИПиА.
А-3.1.0 А-3.2.0	Образование про­лива. Вытекание струи.	Разгерметизация (разрушение) оборудования, трубопровода приведет к образованию проли­ва, вытеканию струи.	Проверка соответствия обо­рудования, трубопроводов, запорной арматуры, предо­хранительных и уплотни-тельных устройств требова­ниям нормативов (проекту, регламенту). Оценка техниче­ского состояния оборудова­ния (качество сварных соеди­нений, сборка разъемных со­единений, степень износа и т.п.). Оценка порядка и пол­ноты диагностического кон­троля, эффективности ПНР. Ограничение площади расте­кания пролива. Локализация разгерметизированного уча­стка. Исключение источника зажигания.
А-3.1.1 А-3.2.1	Пожар пролива. Факельное горение струи.	Наличие источника зажигания. Оценка: возможных масштабов пожара пролива, наличия и эф­фективности средств пожароту­шения, умения персонала дейст­вовать при ликвидации очагов загорания, оперативности и ос­нащенности пожарных частей.	Исключение источника зажи­гания. Локализация пожара пролива и факельного горе­ния струи средствами пожа­ротушения. Эффективные действия персонала и спец­подразделений по тушению пожара и спасению людей.

31

1	2	3	4
А-3.2.2	Разогрев ТРК	Потери оперативного времени при тушении пожара по различ­ным причинам, несвоевременное выявление пожара может при­вести к разогревуТРК.	Своевременное выявление пожара, оперативное тушение пожара.
А-3.2.3	Взрыв в ТРК и её разрушение	Несвоевременное тушение по­жара приводит к разогреву раз герметизированной ТРК до кри­тической температуры, прогреву нефтепродукта вТРК, вспышке паров, возгоранию, взрыву.	Своевременное эффективное тушение пожара пролива с целью недопущения разогре­ва бензоколонки.
А-4.1.0	Образование удар­ной волны	Анализ количественных харак­теристик взрыва (реализуемая энергия), избыточное давление взрыва, радиусы зон интенсив­ности воздействия ударной вол­ны, наличие смежных блоков, административных, бытовых, вспомогательных зданий (поме­щений) с постоянным нахожде­нием людей в зоне опасной ин­тенсивности ударной волны.	Размещение зданий админи­стративного, бытового и вспомогательного назначения вне опасной зоны; реализация мер по повышению устойчи­вости зданий. Организация оповещения об опасности и вывода персонала из опасной зоны, действия персонала и спецподразделений по спасе­нию людей.
Б-1.1.0	Развитие аварии на соседние блоки	Образование ударной волны может привести к разрушению соседних смежных блоков и раз­витию аварии в смежных бло­ках.	Исключение источников за­жигания, локализация пожа­ров в аварийном блоке, ра­циональное размещение обо­рудования, оснащение уст­ройствами защиты персонала от поражающих факторов (взрывная волна, высокая температура и т.п.).
В-1.1.0	Развитие аварии за пределами пред­приятия	Прогнозирование возможных масштабов и путей дальнейшего развития аварии с учетом энер­гонасыщенности предприятия.	Действия по локализации и ликвидации аварии под руко­водством комиссии по чрез­вычайным ситуациям.
Б-1.1.1 В-1.1.1	Интоксикация лю­дей ь	Оценка рациональности генпла­на предприятия, наличия чис­ленности людей в зонах воз­можного поражения; оснащение средствами индивидуальной и коллективной защиты, оповеще­ния и эвакуации людей из опас­ной зоны и оценка их эффектив­ности.	Снижение численности лю­дей в опасной зоне, оснаще­ние эффективными средства­ми защиты, оповещения и эвакуации людей; действия персонала и спецподразделе­нии по спасению людей.

32 II ОПЕРАТИВНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Распределение обязанностей между должностными лицами, участвующи­ми в ликвидации аварии и порядок их действий.

2.1.1. Общие положения.

1. Руководство работами по спасению людей и ликвидации аварии осуще­ствляет ответственный руководитель работ.

2. Категорически запрещается вмешиваться в действия ответственного ру­ководителя работ

3. Если авария угрожает другим блокам или при явно неправильных дейст­виях ответственного руководителя работ, вышестоящее руководящее лицо имеет право отстранить его и принять на себя руководство ликви­дацией аварии или назначить для этого другое должностное лицо.

4. Ответственным руководителем работ по ликвидации аварии является:

• на первом уровне развития аварии (А) — начальник АЭС.’До его прибытия на место аварии обязанности ответственного руководи­теля работ выполняет лицо его замещающее (старший оператор, оператор);
• на уровне развития аварии (Б) — руководитель предприятия или его заместитель. До его прибытия на место аварии обязанности руководителя работ выполняет начальник АЭС.

5. Непосредственное руководство ведением спасательных работ осуществ­ляется ответственным руководителем работ.

6. Непосредственное руководство по тушению пожара осуществляется старшим начальником пожарной части СГПЧ-42 в соответствии с обста­новкой на пожаре, информацией и указаниями, полученными от руково­дителя работ по ликвидации аварии. До его прибытия на место аварии эти обязанности выполняет ответственный руководитель работ.

В зависимости от обстановки, руководитель предприятия или спе­циализированного подразделения организует штаб тушения пожа­ра, определив место его расположения. В состав штаба включают­ся представители администрации предприятия, руководитель службы охраны труда и другие лица.

На представителей предприятия в штабе тушения пожара возла­гаются следующие функции:

• консультации по вопросам технологического процесса и специ­фическим особенностям объекга;
• обеспечение необходимого контингента работников;
• обеспечение автотранспортом;
• корректировка действий служб и отдельных лиц, занятых выпол­нением работ, связанных с тушением пожара.

7. Лица, вызываемые для спасения людей и ликвидации аварии, сообщают о своем прибытии ответственному руководителю работ и по его указа­нию приступают к выполнению своих обязанностей.

33

8. При направлении персонала предприятия на выполнение аварийных ра­бот в газоопасных местах во главе каждой газоспасательной бригады должен быть инженерно-технический работник. Организация и ведение газоопасных работ осуществляется в соответствии с «Инструкцией по организации безопасного проведения газоопасных работ на предпри­ятии», утвержденной руководителем предприятия.

2.1.2 Ответственный руководитель работ (ОР).

<•

1: Во время аварии ОР по локализации и ликвидации аварии должен вы­полнять следующие, основные функции:

• устанавливать порядок действий по локализации и ликвидации аварии, при необходимости корректировать действия, предусмот­ренные оперативной частью в соответствии с реальной обстанов­кой;
• координировать действия всех подразделений при выполнении ра­бот по ликвидации аварии, контролировать правильность действий при выполнении заданий и распоряжений.

2. ОР работ носит отличительную одежду (куртку, каску) ярко оранжевого цвета с надписью «ОР».

3. На уровне развития аварии (А).

• Оценивает обстановку, выявляет число и место нахождения лю­дей, попавших в зону поражения, аварии, принимает меры по ор­ганизации оповещения работников предприятия об аварии.
• С помощью оперативного персонала специализированных подразделений и службы военизированной ведомственной охраны (ВВО):
• а) определяет размеры потенциально опасной зоны;
• б) обеспечивает вывод из опасной зоны людей, непосредственно не участвующих в ликвидации аварийной ситуации (аварии);
• в) принимает меры по исключению допуска в опасную зону лю­дей и транспортных средств, не участвующих в ликвидации ава­рийной ситуации (аварии).

• Принимает меры по организации медицинской помощи постра­давшим.
• Контролирует ход работ по ликвидации аварии,’ регулярно полу­чает информацию о количестве людей, выполняющих работы и места их работы.

— Регулярно информирует руководство предприятия (непосредст­венно или через подчиненных) о ходе работ по спасению людей и ликвидации аварии. Передает необходимую информацию и распо­ряжения руководителям подразделений, взаимосвязанных по ком­муникациям с аварийным объектом.

• По прибытии добровольной пожарной дружины сообщает коман­диру: а) о месте, характере и размере аварии;

34

б) о принятых мерах и количестве людей, занятых в ликвидации аварии;

• в) о возможных вариантах развития и последствиях аварии;
• г) о необходимой помощи со стороны добровольной газоспаса­тельной службы и пожарной охраны.
• В случае угрозы развития аварии (взрыв, пожар) предупреждает об этом командиров подразделений и принимает решение об уда­ления людей из опасной зоны.

4. На уровне развития аварии (Б) дополнительно к пункту 2.1.2.

— Создает орган управления (штаб) по локализации и ликвидации аварии из главных специалистов предприятия и начальников при­влекаемых служб предприятия. Назначает ответственное лицо для ведения оперативного журнала по ликвидации аварии, в котором фиксируется вся информация о принятых мерах, ходе работ, по­следствиях аварии. Место расположения штаба

резервное _____________________________

— При необходимости организует привлечение дополнительных сил и средств для ликвидации аварии. Уточняет и прогнозирует ход развития аварии. При необходимости организует дополнительное оповещение объектов, которые попадают в зону возможного воз­действия аварии.

• Принимает меры по организации своевременной доставки необхо­димых материалов, оборудования, инструмента, руководит рабо­той транспорта.
• При аварийных работах более 6 часов организует питание и отдых для лиц, участвующих в ликвидации аварии.
• Информирует вышестоящие (районные, городские) организации о ходе развития и характере аварии, о наличии пострадавших, о ра­ботах по ликвидации аварии.

5. После ликвидации аварии ОР дает разрешение на проведение ремонтно-восстановительных работ или пуск предприятия в работу.

• Организует обследование оборудования, трубопроводов, систем снабжения электроэнергией. Определяет объемы необходимых ремонтно-восстановительных работ.
• Определяет режим пуска объекта после ликвидации аварии.
• Оформляет необходимую для пуска документацию.

6. Копия приказа о назначении должностных лиц, выполняющих функции ОР при авариях различного уровня приведены в Приложении №2.

2.1.3 Старший оператор АЭС

(лицо, выполняющее функции диспетчера).

1. После получения сообщения об аварии проверяет выезд спецслужб, из­вещает должностных лиц, согласно соответствующему списку (Прило­жение №3) и указаний ОР.

35

2. При переходе аварии на уровень (Б) до прибытия руководителя пред­приятия или его заместителя выполняет обязанности ответственного руководителя работ по ликвидации аварии. Командным пунктом по ли­квидации аварии в данном случае является рабочее место диспетчера (оператора).

3. До организации штаба по ликвидации аварии является центром связи между ответственным руководителем работ по ликвидации аварии и от-вегственными должностными лицами предприятия.

4. Обеспечивает прибытие спецслужб предприятия на аварийный объект для организации спасения, людей и ликвидации, аварии а канальной, сха? дни или прекращения ее распространения согласно оперативной части плана локализации аварии.

5. После прибытия руководителя предприятия или его заместителя ин­формирует их о состоянии работ по спасению людей и ликвидации ава­рии, выясняет место нового командного пункта и поступает в распоря­жение ответственного руководителя работ по ликвидации аварии.

6. После организации штаба по ликвидации аварии информирует о его местонахождении и возможных связях с ним.

2.1.4. Руководитель оперативного персонала АЭС (старший оператор).

L На уровне развития аварии (А) до прибытия ответственного руководи­теля работ по ликвидации аварии:

• Организует оповещение об аварии персонала.
• Прекращает все виды работ на предприятии.
• С помощью добровольной пожарной дружины (ДПД) организует вывод людей, не задействованных в локализации и ликвидации аварии за границы территории аварийного блока, оказывает по­мощь пострадавшим.
• До прибытия пожарной команды организует тушение пожара имеющимися средствами и силами добровольной пожарной дру­жины (ДПД) и оперативного персонала.
• Организует действия персонала АЭС по локализации и ликвида­ции аварии согласно оперативной части ПЛАС.

2. По прибытии на место аварии ОР докладывает ему оперативную обста­новку и далее остается в его распоряжении.

2.1.5. Персонал АЭС

_t •__-,—-. -л — -. —_-——.—_.._ „__ -. ___

на котором произошла авария.

1. Немедленно сообщает о возникновении аварийной ситуации или аварии старшему оператору.

2. Немедленно являются к ответственному руководителю работ для полу­чения заданий, ‘

3. Действуют согласно указаний ОР и оперативной части ПЛАС. Должны иметь при себе индивидуальные противогазы и каски. При возникновении угрозы загазованности — немедленно одевают противогазы.

36

4. Принимают меры для локализации и ликвидации проливов продуктов.

• При наличии проливов организуют откачку пролитого продукта из при­ямка.
• При загорании проливов до прибытия пожарной части принимают меры по тушению возгорания.
• Для тушения пожара применяют огнетушители, кошму, песок.

5. Принимают меры по эвакуации людей и пострадавших до прибытия спецподразделений.

6. Общие правила дд£ выполнения некоторых операций во время аварий:

• При отключении насоса обязательно перекрыть запорную арматуру (за­движки).

• При возникновении загорания обесточить оборудование.

При проливе нефтепродуктов не допускать их попадание в промышлен­ную канализацию.

7.Материальные средства для ликвидации аварии на установке приведены в Приложении №4.

2.1.6 Руководитель предприятия (заместитель).

1. Узнав об аварии, немедленно прибывает к месту аварии.

2. Организует штаб по ликвидации аварии.

3. Обеспечивает работу аварийных и материальных складов, доставку необ­ходимых материалов и инструментов к месту аварии.

4. Организует транспортное обеспечение.

5. На уровне развития аварии (Б) выполняет обязанности руководителя работ по ликвидации аварии, руководствуясь ПЛАС и исходя из реальной обстановки.

2.1.7. Инструкция по аварийной остановке АЗС.

1. Аварийная остановка АЗС производится в случае:

1.1. Разгерметизации оборудования, резервуаров и трубопроводов приёма

нефтепродуктов в резервуары и выдачи из резервуаров через топливоразда-

точные колонки потребителю. _т

1.2. Выхода из строя приборов автоматизированной системы управления отпуска нефтепродуктов потребителю.

1.3. Нарушения норм технологического режима процессов приёма, хранения и отпуска нефтепродуктов: переполнение резервуаров, бензобаков, нарушение скорости слива нефтепродуктов в хранили­ща, превышение давления в хранилище в результате выхода из строя дыхательных клапанов и др.

1.4. Пожара.

2. Остановка АЗС осуществляется следующим образом:

37

2.1.При разгерметизации трубопроводов, запорной арматуры не­медленно прекратить заправку автотранспорта; остановить насос с пульта управления АЭС; отсечь аварийный участок запорной армату­рой, принять меры по ликвидации последствий разгерметизации; лик­видировать пролив нефтепродуктов.

2.2. При разгерметизации резервуаров немедленно прекратить за­правку автотранспорта; насосом откачать нефтепродукт из аварийной емкости в резервную; принять меры по ликвидации последствий раз­герметизации; ликвидировать пролив нефтепродуктов.

2.3 При выходе из строя приборов автоматизированной системы управления отпуска нефтепродуктов потребителю немедленно: прекра­тить заправку автотранспорта; перекрыть запорную арматуру; продуб­лировать остановку электродвигателя насоса.

2.4 При нарушения норм технологического режима процессов

• приёма, хранения и отпуска нефтепродуктов немедленно прекратить заправку автотранспорта до устранения нарушения норм технологиче­ского режима.

З.При сигнале, извещающем об аварийном положении, немедленно осуществляется следующее:

3.1. На месте аварий, а также в опасной зоне прекращаются все ра­боты (ремонт, чистка, монтаж, сборки оборудования); персонал, не за­нятый ликвидацией аварии, покидает опасную зону.

3.2. Принимаются меры для оцепления зоны аварии, вывода людей из опасной зоны и поиска пострадавших.

3.3. Принимаются меры к ликвидации аварии.

3.4. Работа производственного оборудования прекращается или пе­реводится в положение, обеспечивающее локализацию и ликвидацию аварии в соответствии с «Планом локализации и ликвидации аварий­ных ситуаций и аварий на предприятии».

3.5. Рабочие, не занятые аварийными работами, по распоряжению

начальника АЭС удаляются из опасной зоны. »

3.6. В случае пожара останавливается и обесточивается все элек­трооборудование в зоне пожара, до прибытия пожарных частей прини­маются меры по тушению пожара первичными средствами пожароту­шения; при проливе нефтепродукта принимаются меры по сбору нефте­продуктов.

4.7. Отмена аварийного положения может быть осуществлена толь­ко после обследования всего оборудования и коммуникаций. Право от­мены аварийного положения предоставляется только руководителю предприятия, его заместителю, начальнику АЭС.

38

БЛОК-КАРТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО БЛОКА № 1 (БЕНЗОВОЗ).

1 .Технологическая схема — рис. 1. (с. 40)

2.План-схема — рис.2, (с.41).

3.Краткая характеристика опасности блока.

3.1. Состав блока: бензовоз.

3.2. Блок ограничен ручной запорной арматурой — №1.

3.3. Характеристика опасности оборудования:
Вид продукта	Темпера­тура вспышки, °С	Пределы воспламенения			Темпера­тура самовоспла­менения, °С	Темпе­ратура воспла­мене­ния,^
		концен­траци­онные, % об.	нтпв °с	ВТПВ °С
Бензины (различных марок)	-39 -ь-29	0,65-8,04	-30	до 10	350-440	-34
Дизельное топливо: Л 3	40-60 более 61	2,1-12	более 35	до 155	240 — 370	45-65

3.4. Возможные аварии:

разгерметизация, образование пролива, образование взрывоопасных кон­центраций в закрытом объеме, горение пролива (взрыв), образование ог­ненного шара.

3.5.ХАРАКТЕР ВОЗДЕЙСТВИЯ ВИДОВ ОПАСНОСТИ (зоны поражения):

а) юбыточное дш		зление м, кг	взрыва Радиус i I ««Ч»-» *-1 шрОНТС Г
№ блока	Оборудование и MCCTG puSrvj/Tvlv- тизации			-ообар (м) избыточного давления на V* ** — ц < Д» *У щу *1 J J -\, V -\ Jt \\ JKL OV/JIAULH
			100 кПа	60кПа	40кПа	20кПа	ЮкПа	5кПа
1	Бензовоз	110,38	3,42	5,9	7,61	18^09	33,57	44,1

Примечание: М — приведенная критическая масса, кг.

39

б) тепловое излучение пожара пролива
Оборудование и ме­сто разгерметизации	м, т	т, мин	н, м	S, м 2	Ожоги и болевой порог на расстоянии, м
					1 ст.	БП
Блок№1 Бензовоз 5см пролива полная разгерметизация	1,62 6,4	10 39,5	-10	40,5 40,5	15,2	38,6

Примечание: М — масса пролива, т; Н — высота пламени, м;

• Т -время горения, мин.; S — площадь пролива, м ² .

Тепловое излучение огненного шара.

Оборудование и место разгерметизации	ПГФ, М, т	D, м	т, сек	Ожоги и болевой порог на расстоянии, м
				3 ст.	2 ст.	1 ст.	БП
Бензовоз	3,2	81,05	5,6	69,9	93,5	157,9	413,7

Примечание: М — масса опасного вещества, т; D — диаметр огненного шара, м; Т — время сгорания огненного шара, сек.

3.6. Радиус опасной зоны — 413,7 м.

42

ОПИСАНИЕ ДЕЙСТВИЙ ПЕРСОНАЛА ПРИ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИИ ИЛИ АВАРИЙНОЙ СИТУАЦИИ.

(НА БЕНЗОВОЗЕ)

Уровень А

Наименование и	Перечень исполнителей, порядок их действий
код аварии (ста­дии)	Опознавательные признаки аварии	Порядок действия исполнителей	Исполнители
•
1	2	3	4
А-2.1.0. Разгерметизация (разрушение) оборудование, трубопровода. А-3.1.0. Образование пролива в под­доне. А -3.2.0. Вытекание струи. 1 . Разгермети­зация бензовоза.	Внешние призна­ки аварии; Пролив нефте­продукта в под­дон, образование паров нефтепро­дуктов со специ­фическим запа­хом. V ч» •	РАЗГЕРМЕТИЗАЦИЯ БЕНЗОВОЗА 1 .Выявить и оценить аварию по внешним признакам 2. Окриком или по громкоговорящей связи предупредить об аварии всех находящихся в зоне аварии. З.Всем посторонним, находящимся в зоне аварии, покинуть зону аварии. 4. Сообщить об аварии начальнику АЗС лично или по тел. 5-1 8-32 г Джанкой. 5. Получить подтверждение о получении сообщения об аварии начальником АЗС и вызове им служб, участвующих в ликвидации аварии. 6. Немедленно обесточить технологическое оборудование. 7.Прекратить технологический процесс заправки автотранспорта нефтепродуктами. 8. Начать эвакуацию людей и автотранспорта в безопасное место. 9.Прекратить ремонтные работы на АЗС, монтажно-строительные работы в зоне аварии. 1 О.Немедленно приступить к ликвидации аварии табельными средствами. 1 1 .Выставить посты с предупредительными знаками для оцепления зоны аварии. 12. Проверить наличие пострадавших людей в зоне аварии, в случае обнаружения принять меры к их эвакуации. 1 3 . Оказать медицинскую помощь пострадавшим. 14. Закрыть канализационные колодцы кошмой и засыпать песком.	Оператор Первый заме­тивший Ст. оператор Ст. оператор Ст. оператор Ст. оператор Ст. оператор Ст. оператор Начальник АЗС Ст. оператор Начальник АЗС Бойцы ПГПЧ Медперсонал Ст. оператор Бойцы ПГПЧ Бойцы ПГПЧ

43

1	2	3	4
А-3.1.1. Пожар пролива А-3.1.0. Факельное го­рение струи.	Внешние призна­ки пожара.	17-Настроить технологический процесс перекачивания нефтепродукта из аварийного бензовоза в хранилище согласно рабочей инструкции. ^ 1 8.После освобождения аварийного бензовоза принять меры к устранению разгерметизации бензовоза. 19.Конкретные мероприятия по ликвидации разгерметизации бензовоза принимает ответст­венный руководитель работ по ликвидации аварии. 20. Принять меры по ликвидации последствия пролива нефтепродукта. ^ 21. Доложить ответственному руководителю работ по ликвидации аварии о мерах, принятых по ликвидации аварии. 1. Выявить и оценить аварию по внешним признакам 2. Окриком или по громкоговорящей связи предупредить об аварии всех находящихся в зоне аварии . З.Всем посторонним, находящимся в зоне аварии, покинуть юну аварии. 4. Сообщить об аварии начальнику АЗС лично или по тел. 5-1 8-32 г Джанкой. 5. Получить подтверждение о получении сообщения об аварии начальником АЗС и вызове им служб, участвующих в ликвидации аварии. б.Немедленно обесточить технологическое оборудование. Т.Включить пожарную сигнализацию. 8. 0 пожаре сообщить по тел. 01 в пожарную охрану, о месте нахождения и маршруте проез-; да. 9. Немедленно приступить к ликвидации пожара первичными средствами пожаротушения. Ю.Прекратить технологический процесс заправки автотранспорта нефтепродуктами. 1 1. Начать эвакуацию людей и автотранспорта в безопасное место. 12. Прекратить ремонтные работы на АЗС, монтажно-строительные работы в зоне аварии. 13. Выставить посты с предупредительными знаками для оцепления зоны аварии. 14.Обеспечить с подветренной стороны встречу пожарных частей, участвующих в ликвидации аварии. 15. Проверить наличие пострадавших людей в зоне аварии, в случае обнаружения принять меры к их эвакуации. 16.Оказать медицинскую помощь пострадавшим. 17.3акрыть канализационные колодцы кошмой и засыпать песком. 1 8. Бойцы ПГПЧ организуют тушение пожара пролива и охлаждение бензовоза водой.	Ст. оператор Начальник АЗС Начальник АЗС Начальник АЗС Начальник АЗС Оператор Первый {аме-тивший Ст. оператор Ст. оператор Ст. оператор Ст. оператор Ст. оператор Ст. оператор Ст. оператор Ст. оператор Ст. оператор Начальник АЗС Начальник АЗС Начальник АЗС Бойцы ПГПЧ Медперсонал Ст. оператор Бойцы ПГПЧ 1.

1	2	3	4
19. Надеть защитные костюмы и приступить к тушению пожара. 20. Конкретные мероприятия по эффективным действиям, направленным на тушение пожара, определяет руководитель пожарных подразделений.	Бойцы ПГПЧ Руководитель подразделения ПГПЧ
21. Доложить ответственному руководителю работ по ликвидации аварии о мерах, принятых	Начальник АЭС
—	по ликвидации аварии.

ОПИСАНИЕ ДЕЙСТВИЙ ПЕРСОНАЛА ПРИ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИИ ИЛИ АВАРИЙНОЙ СИТУАЦИИ.

Уровень Б

Наименование и код аварии (ста­дии)	Опознавательные признаки аварии			Перечень исполнителей, порядок их действий
				Порядок действия исполнителей		Исполнители
1		2	з		4
А -2. 1.0. Разгерметизация (разрушение) оборудования, трубопровода. А-3.1.0. Образование пролива в под­доне. А -3.2.0. Вытекание струи. 1 . Разгерметиза­ция бензовоза.		Внешние призна­ки аварии: Пролив нефте­продукта в под­дон, образование паров нефтепро­дуктов со спе­цифическим за­пахом.	1.На.уровне А действия согласно п. №№1-17 стр. 42-43. 18. При переходе аварии на уровень Б оповестить работников АЭС средствами оповещения об аварии. 19.Всем находящимся на территории АЭС покинуть территорию АЭС. 20.Принять меры по ликвидации последствий аварии и сбору проливов нефтепродуктов. Конкретные мероприятия по ликвидации последствий аварии определяет ответственный руководитель по локализации и ликвидации аварии. 21. Доложить ответственному руководителю работ по ликвидации аварийных ситуаций о мерах, принятых по ликвидации аварии.		Ответственный руководитель работ. Ответственный руководитель работ Ответственный руководитель работ. Ответе! венный руководитель работ. Ответственный руководитель работ.

46

1	2	3	4
А-3.1.1. Пожар пролива А -3.1.0. Факельное горе­ние струи. Б-1.1.1. Интоксикация людей.	Внешние призна­ки пожара.	1 .На. уровне А действия согласно п. №№1-18 стр. 43 19. При переходе аварии на уровень Б оповестить работников АЭС средствами оповещения об аварии. 20.Вызвать дополнительные подразделения пожарных частей для тушения пожара на уров­не Б и охлаждения оборудования соседних блоков. 21. Конкретные мероприятия по эффективным действиям, направленным на тушение пожа­ра, определяет руководитель подразделений пожарных частей. 22. Принять меры по ликвидации последствий аварии. Конкретные мероприятия по ликви­дации последствий аварии определяет ответственный руководитель по локализации и лик­видации аварии. 23. Доложить ответственному руководителю работ но ликвидации аварийных ситуаций о мерах, принятых по ликвидации аварии.	Ответственный руководитель работ. Ответственный руководитель работ. Ответственный руководитель работ Руководитель ПГЧП. Ответственный руководитель работ. Ответственный руководитель работ.
А -3.2.3. Взрыв в резервуа-ре,(бензовозе) его разрушение. Б-1.1.1. Интоксикация людей.	Внешние призна­ки взрыва.	1. Выявить и оценить аварию по внешним признакам. 2. Окриком или по громко говорящей связи предупредить об аварии всех находящихся в зо­не аварии, включить пожарную сигнализацию. З.Всем находящимся в зоне аварии покинуть зону аварии. 4. Сообщить об аварии начальнику АЗС лично или по тел. 5-1 8-32 г Джанкой. 5. Получить подтверждение о получении сообщения об аварии начальником АЗС и вызове им служб, участвующих в ликвидации аварии. б.Прекратиь ремонтные работы на АЗС, монтажно-строительные работы в зоне аварии. У.Прекратить технологический процесс заправки автотранспорта нефтепродуктами и уда­лить весь транспорт за пределы АЗС.	Ст. оператор Первый заме­тивший Ст. оператор Ст. оператор Ст. оператор Начальник АЗС Ст. оператор

1	2	3	4
-X ‘ j	8. Выставить посты с предупредительными знаками для оцепления зоны аварии. 9. Обеспечить с подветренной стороны встречу пожарных частей, участвующих в ликвидации аварии. 10. Проверить наличие пострадавших людей в зоне аварии, в случае обнаружения принять меры к их эвакуации. 1 1 .Оказать медицинскую помощь пострадавшим. 12. Обесточить электрооборудование на всей территории АЗС. Л 13. Выставить посты для направления и вывода людей из зоны аварии. 14. Закрыть канализационные колодцы кошмой и засыпать песком. 15. Надеть защитные костюмы и приступить к тушению пожара. Охлаждать оборудование и кострукции АЗС для снижения температурного воздействия пожара. 16. Вызвать дополнительные подразделения пожарных частей для тушения пожара на уровне Б. 1 7.Конкретные мероприятия по эффективным действиям, направленным на тушение пожара, определяет руководитель подразделений пожарных частей. 1 8. Принять меры по ликвидации последствий аварии. Конкретные мероприятия по ликвида­ции последствий аварии определяет ответственный руководитель по локализации и ликвида­ции аварии. 19. Доложить ответственному руководителю работ по ликвидации аварийных ситуаций о ме­рах, принятых по ликвидации аварии.	Начальник АЗС Начальник АЗС Бойцы ПГПЧ Медперсонал Ст. оператор Ответственный руководитель работ. Ст. оператор Бойцы ПГПЧ Ответственный руководитель работ. Руководитель’ ПГПЧ Ответственный руководитель работ. Ответственный руководитель работ.

48

БЛОК-КАРТА

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО БЛОКА № 2 ПОДЗЕМНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ.

1.Технологическая схема- рис.3, (с.50)

2.План-схема — рис.4, (с.51)

3.Краткая характеристика опасности блока.

3.1. Состав блока:

Резервуары: Е1, Е2, ЕЗ, Е4, Е5, Е6 — объемом по 25 м ³ каждая.

<•

3.2. Блок ограничен ручной запорной арматурой -№№ 2, 3,4.

3.3. Характеристика опасности оборудования:

Вид продукта	Темпера­тура вспышки, °С	Пределы воспламенения			Темпера­тура самовоспла­менения, °С	Темпе­ратура воспла­мене­ния, °С
		концен­траци­онные, % об.	НТПВ °С	втпв °с
Бензины (различных марок)	-39 —29	0,65-8,04	-30	до 10	350 — 440	-34
Дизельное топливо: Л 3	40-60 более 6 1	2,1*12	более 35	до 155	240 — 370	45-65

3.4. Возможные аварии:

разгерметизация, образование пролива, образование взрывоопасных кон­центраций в закрытом объеме, горение пролива (взрыв).

3.5.ХАРАКТЕР ВОЗДЕЙСТВИЯ ВИДОВ ОПАСНОСТИ (зоны поражения):

а) избыточное давление взрыва

Место разгерме­тизации	м, кг	Радиусы изобар избыточного давления
		ЮО.кПа! бОкПа		40кПа	20кПа	ЮкПа	5кПа
Хранилища с нефтепродукта­ми	58,89	2,39	4,13	5,33	12,66	23,5	30,87

Примечание: М -приведенная критическая масса, кг.

49

Тепловое излучение огненного шара.

Оборудование и место разгерметизации	ПГФ, М,т	.. D, м	т, сек	Ожоги и болевой порог на расстоянии, м
				1ст.	БП
Хранилища с нефтепро­дуктами	9	24,65	1,7	264,9	693,7

Примечание: М — масса опасного вещества, т; D — диаметр огненного шара, м; Т — время сгорания огненного шара, сек.

3.6. Радиус опасной зоны — 693,7 м.

БЛОК №2

Принципиальная технологиченская схема

условные обозначения

Поз. Е1 Поз. Е2 Поз-ЕЗ Поз.Е4 Поз.Е5 Поз. Е6

Н 7/1-6 26 <к 19 20

Тип,0у

Вентиль в-16, dy50, Ст.З

Вентиль в-16, dy80, Ст.З

Глубинный насос

Огневой преградитель ОП-50

Фильтр сетчатый dy80 Фс -11 — 80 -16 -11

Обратный клапан dy 50

Дыхательный клапан с огнепреградителем СМДК-50

25ц: (Бензин А-92) 25м (Бензин А-95) 25м? (Бензин А-98) (Дизтоготаво)

• ёмкость V
• ёмкость V

= 25м

• ёмкость V ^s
• ёмкость V

(Бензин А-80)

• ёмкость V = 25м? (Бензин А-80)

^пг ~~ **——

ОПИСАНИЕ ДЕЙСТВИЙ ПЕРСОНАЛА ПРИ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИИ ИЛИ АВАРИЙНОЙ СИТУАЦИИ.

(ПОДЗЕМНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ) Уровень А

Наименование и		Опознавательные		Перечень исполнителей, порядок их действий
код аварии (ста­дии)		признаки аварии		Порядок действия исполнителей		Исполнители
1	2		3		4
А-2.1.0. Разгер!метизация (разрушение) оборудования, трубопровода. А -3.1.0. Образование пролива в под­доне, сток про­лива в смотро­вые КОЛОДЦЫ. 1. Разгерметиза­ция резервуара поз. El (Е2.ЕЗ, Е4, Е5, Е6).	Внешние признаки аварии: Появление проли­ва нефтепродукта, образование парен нефтепродукте.!! со специфическим запахом в смотро­вом колодке.		РАЗГЕРМЕТИЗАЦИЯ резервуара Е1 (Е2, ЕЗ, Е4, Е5, Е6). 1. Выявить и оценить аварию по внешним признакам 2. Окриком или по громкоговорящей свячи предупредить об аварии всех находящихся в зо­не аварии. З.Всем посторонним, находящимся в чоне аварии, покинуть зону аварии. 4. Сообщить об аварии начальнику АЗГ лично или по тел. 5-18-32 г Джанкой. 5. Получить подтверждение о получении сообщения об аварии начальником АЗС и вызове им служб, участвующих в ликвидации аварии. 6. Немедленно обесточить технологическое оборудование. 7. Прекратить технологический процесс заправки автотранспорта нефтепродуктами. 8.Начать эвакуацию людей и автотранспорта в безопасное место. 9. Прекратить ремонтные работы на АЗС, монтажно-строительные работы в зоне аварии. Ю.Немедленно приступить к ликвидации аварии табельными средствами. 1 1 .Выставить посты с предупредил ельными знаками для оцепления зоны аварии. 12. Проверить наличие пострадавших людей в зоне аварии, в случае обнаружения принять меры к их эвакуации. 13. Оказать медицинскую помощь пострадавшим. Н.Закрыть канализационные колодцы кошмой и засыпать песком. 15. Настроить технологический процесс перекачивания нефтепродукта из аварийного ре­зервуара в резервное хранилище согласно рабочей инструкции.		Ст. оператор Первый заме­тивший Ст. оператор (л. оператор Ст. оператор Ст. оператор Ст. оператор Начальник АЗС Начальник АЗС Ст. оператор Начальник АЗС Ст. оператор Медперсонал Ст. оператор Ст. оператор

53

1	2	3	4
А-3.1.1. Пожар пролива 1 . В смотровом колодце резер­вуара поз. Г. 1 (Н2, ЕЗ, Е4.Е5, 1-6).	Внешние признаки пожара. «*» •	1 6. После освобождения аварийного резервуара вывести его из эксплуатации. 1 7.Конкретные мероприятия по выводу из эксплуатации аварийного резервуара принима­ет ответственный руководитель работ по ликвидации аварии. 18. Принять меры по ликвидации последствия пролива нефтепродукта. 19.Доложить ответственному руководителю работ по ликвидации аварии о мерах, принятых по ликвидации аврии. 1. Выявить и оценить аварию по внешним признакам 2. Окриком или по громкоговорящей связи предупредить об аварии всех находящихся в зо­не аварии . З.Всем посторонним, находящимся в зоне аварии, покинуть зону аварии. 4. Сообщить об аварии начальнику АЭС лично или по тел. 5-1 8-32 г Джанкой . 5. Получить подтверждение о получении сообщения об аварии начальником АЭС и вызове им служб, участвующих в ликвидации аварии. 6. Немедленно обесточить технологическое оборудование. i 7. Включить пожарную сигнализацию. 8. 0 пожаре сообщить по тел, 01 в пожарную охрану, о месте нахождения и маршруте про­езда. 9. Немедленно приступить к ликвидации пожара первичными средствами пожаротушения. Ю.Прекратить технологический процесс заправки автотранспорта нефтепродуктами. 1 1 .Начать эвакуацию людей и автотранспорта в безопасное место. 12. Прекратить ремонтные работы на АЭС, монтажно-строительные работы в зоне аварии. 13. Выставить посты с предупредительными знаками для оцепления зоны аварии. 14. Обеспечить с подветренной стороны встречу пожарных частей, участвующих в ликвидации аварии. 15. Проверить наличие пострадавших людей в зоне аварии, в случае обнаружения принять меры к их эвакуации. 16. Оказать медицинскую помощь пострадавшим. 17.3акрыть канализационные колодцы кошмой и засыпать песком. 18. Бойцы ПГПЧ организуют охлаждение оборудования и конструкций АЭС водой из по­жарных машин для снижения температурного воздействия пожара. 19.Надеть защитные костюмы и приступить к тушению пожара. 20.Конкретные мероприятия по эффективным действиям, направленным на тушение пожара, определяет руководитель пожарных подразделений.	Начальник АЭС Начальник АЭС Начальник АЭС Начальник АЭС Ст. оператор Первый заме­тивший Ст. оператор Ст. оператор Ст. оператор 1 { Ст. онера юр Ст. оператор Ст. оператор Ст. оператор Ст. оператор Ст. оператор Начальник АЭС Начальник АЭС Начальник АЭС Бойцы ПГПЧ Медперсонал Ст. оператор Бойцы ПГПЧ Бойцы ПГПЧ Руководитель ПГПЧ

54

1	2	3	4
21. Доложить ответственному руководителю работ по ликвидации авариц.о мерах, приня­тых по ликвидации аварии	Начальник АЭС

55

ОПИСАНИЕ ДЕЙСТВИЙ ПЕРСОНАЛА ПРИ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИИ ИЛИ АВАРИЙНОЙ СИТУАЦИИ.

Уровень Б

Наименование и код аварии (ста­дии)		Опознавательные признаки аварии		Перечень исполнителей, порядок их действий
				Порядок действия исполнителей	Исполнители
^ 1	2		3 4
А -3.2.3. 1 .Взрыв в под­земном резер­вуаре поз. Е1 (Е2,ЕЗ,Е4,Е5, Е6). Б- 1.1.1. Интоксикация людей.	Внешние призна­ки взрыва. *Ч •		; 1 .Выявить и оценить аварию по внешним признакам. . Ст. оператор ; 2. Окриком предупредить об аварии всех находящихся в зоне аварии, оповестить работни- Первый заме- ; ков предприятия средствами оповещения об аварии. тивший З.Всем находящимся в зоне аварии и покинуть зону аварии. Ст. оператор 4. Сообщить об аварии начальник}’ АЭС лично или по тел. 5-1 8-32 г Джанкой. Ст. оператор 5. Получить подтверждение о получении сообщения об аварии начальником АЗС и вызове Ст. оператор им служб, участвующих в ликвидации аварии. б.Прекратиь ремонтные работы на АЗС, монтажно-строительные работы в зоне аварии. Начальник АЗС 7. Прекратить технологический процесс заправки автотранспорта нефтепродуктами и уда- Ст. оператор лить весь транспорт за пределы АЗС. 8. Выставить посты с предупредительными знаками для оцепления зоны аварии. Начальник АЗС 9. Обеспечить с подветренной стороны встречу пожарных частей, участвующих в Начальник АЗС’ ликвидации аварии. Ю.Проверить наличие пострадавших людей в зоне аварии, в случае обнаружения принять Бойцы ПГПЧ меры к их эвакуации. 1 1 .Оказать медицинскую помощь пострадавшим. Медперсонал 12. Обесточить электрооборудование на всей территории АЗС. Ст. оператор „13. Закрыть канализационные колодцы кошмой и засыпать песком. Ст. оператор Н.Бойцы ППЧ организуют охлаждение оборудования соседних блоков водой из пожар- Бойцы ПГПЧ ных машин.

56

1	2	3	4
15. Надеть защитные костюмы и приступить к тушению пожара. 16.Конкретные мероприятия по эффективным действиям, направленным да тушение пожара, определяет руководитель пожарных подразделений. 17. Доложить ответственному руководителю работ по ликвидации аварийных ситуаций о мерах, принятых по ликвидации аварии.	Бойцы ПГПЧ Руководитель ПГПЧ Начальник АЭС

Примеры похожих учебных работ

Система ликвидация пожаров: история и современная практика

... сил и средств на пожаре; активные наступательные действия с учетом решающего направления. Тушение пожара это действия, направленные на спасение людей, имущества и ликвидацию пожара (ликвидация горения). Тушение пожаров является одной из ...

Тушение пожаров на железнодорожном транспорте

... их подачи. Порядок организации и ликвидации пожаров на железнодорожном транспорте определен «Инструкцией по тушению пожаров в подвижном составе на железнодорожном транспорте» (РД РБ БЧ 40.007-98). Лица, обнаружившие пожар или получившие сообщение о ...

Предупреждение и ликвидация последствий взрыва облака паровоздушной смеси и пожара ...

... пропана, часть пропана мгновенно испарилась, образовав облако паровоздушной смеси, жидкая фаза вылилась на подстилающую поверхность, ... пропаном, вся масса пропана выйдет в окружающее пространство, при этом часть пропана мгновенно испарится, а ...

Ликвидация чрезвычайных ситуаций

... и территории от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера». Этот закон защищает граждан РФ, национальных граждан и ... нарушение жизнедеятельности людей и избегнуть распространения зоны ЧС. Понятие «ликвидация ЧС» включает в себя ...

Планирование мероприятий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций

... планов, касается вопросов конкретных действий в конкретных условиях. Соответственно данным видам планирования можно дать и определения планирования. Стратегическое планирование - это распределение задач по действиям при угрозе и возникновении ЧС, ...